钻井液技术规范

附件钻井液技术规范(试行)中国石油天然气集团公司二○一○年八月目录第一章总则┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄3第二章钻井液设计┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄3第一节设计的重要根据和内容┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄3第二节钻井液体系选择┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄4第三节钻井液性能设计项目┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄5第四节水基钻井液重要性能参数设计┄┄┄┄┄┄┄┄┄7第五节油基钻井液基油选择和重要性能参数设计┄┄┄11第六节油气层保护设计┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄12第七节钻井液原材料和解决剂┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄13第八节钻井液设计的管理┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄13第三章钻井液现场作业┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄14第一节施工准备┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄14第二节预水化膨润土钻井液与解决剂胶液的配制┄┄┄14第三节淡水钻井液的配制┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄15第四节盐水钻井液的配制┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄15第五节水包油钻井液的配制┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄16第六节油基钻井液的配制┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄16第七节钻井液性能检测┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄17第八节现场检测仪器┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄18第九节现场钻井液维护与解决的基本原则┄┄┄┄┄┄20第十节水基钻井液性能维护与解决┄┄┄┄┄┄┄┄┄20第十一节油基钻井液性能维护与解决┄┄┄┄┄┄┄┄23第四章油气层保护┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄24第五章循环净化系统┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄25第一节设备的配套、安装与维护┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄25第二节钻井液净化设备的使用┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄27第六章泡沫钻井流体┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄28第一节一次性泡沫钻井流体┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄28第二节可循环泡沫钻井流体┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄29第三节压井液和压井材料的储藏┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄31第七章井下复杂事故的防止和解决┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄31第一节井壁失稳的防止与解决┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄31第二节┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄第三节卡钻的防止和解决┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄35第八章废弃钻井液解决与环保┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄37第九章钻井液原材料和解决剂的性能评价与储存┄┄┄┄37第一节技术原则与性能评价┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄第二节钻井液原材料和解决剂的储存┄┄┄┄┄┄┄┄第十章钻井液资料收集┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄39第十一章┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄附录┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄┄40中国石油天然气集团公司钻井液技术规范第一章总则第一条钻井液技术是钻井技术的重要构成部分，直接关系到钻探工程的成败和效益。为提高钻井液技术和管理水平，保障钻井工程的安全和质量，满足勘探开发需要，特制订本规范。第二条本规范重要内容涉及：钻井液设计，钻井液现场作业，油气储层保护，循环净化系统，泡沫钻井流体，井下复杂事故的防止和解决，废弃钻井液解决与环保，钻井液原材料和解决剂的性能评价与储存，钻井液资料收集等。第三条本规范合用于中国石油天然气集团公司所属有关单位的钻井液技术管理。第二章钻井液设计第一节设计的重要根据和内容第四条钻井液设计是钻井工程设计的重要构成部分，重要根据涉及但不限于下列几方面：1.以钻井地质设计、钻井工程设计及其它有关资料为基础，根据有关技术规范、规定和原则进行钻井液设计。2.钻井液设计应在分析影响钻探作业安全、质量和效益的基础上，制订对应的钻井液技术方法。设计的重要根据有：地层岩性、地层应力、地层泥页岩理化性能、地层流体、地层压力剖面（孔隙压力、坍塌压力与破裂压力）、地温梯度等信息，储层保护规定，本区块或相邻区块已完毕井的井下复杂状况和钻井液应用状况，地质目的和钻井工程对钻井液作业的规定，合用的钻井液新技术、新工艺，国家和施工地区有关环保方面的规定和规定。第五条钻井液设计的重要内容涉及：邻井复杂状况分析与本井复杂状况预测，分段钻井液类型及重要性能参数，分段钻井液基本配方，钻井液消耗量预测，钻井液配制、维护解决，储层保护对钻井液的规定，循环净化设备配备与使用规定，钻井液测试仪器配备规定，分段钻井液材料计划及成本预测，井场应急材料和压井液储藏规定，井下复杂状况的防止和解决，钻井液HSE管理规定。第二节钻井液体系选择第六条钻井液体系选择应遵照下列原则：满足地质目的和钻井工程需要,含有经济性和低毒、低腐蚀性，有助于储层和环保。第七条不同地层钻井液类型选择1.在表层钻井时，宜选用较高粘度和切力的钻井液。2.在砂泥岩地层钻井时，宜选用低固相或无固相聚合物钻井液；在易水化膨胀坍塌的泥页岩地层钻进时，宜选用钾盐聚合物等含有较强克制性的钻井液。3.在低压易漏地层钻井时，宜选用水包油、充气、泡沫、气体钻井流体等。 4.在大段盐、膏地层钻井时，宜选用饱和、欠饱和盐水钻井液，也可选用油基钻井液。5.在高温高压井段钻井时，宜选用以磺化类解决剂为主的抗高温、固相容量限大的水基钻井液；或选用油基钻井液。6.在时应第三节钻井液性能设计项目第八条水基钻井液性能设计应包含下表所列项目。表1水基钻井液性能设计项目表项目一开二开三开四开五开密度（g/cm3）√√√√√漏斗粘度（s）√√√√√塑性粘度（mPa.s）—√√√√动切力（Pa）—√√√√静切力10s/10min（Pa）—√√√√API滤失量（mL）—√√√√泥饼（mm）—√√√√pH值√√√√√高温高压滤失量(mL)根据作业井的实际需要拟定设计井段，井深不不大于4000米或井温达成100℃泥饼（mm）—√√√√泥饼粘附系数*—√√√√亚甲基蓝膨润土当量（g/L）—√√√√固相含量%（体积比例）—√√√√油含量%（体积比例）根据所钻地层特性和所选钻井液类型拟定。含砂量%（体积比例）—√√√√流性指数n—√√√√稠度系数k（Pa·Sn）—√√√√[K+]（mg/L）*—√√√√[Ca2+]（mg/L）*—√√√√[CL-]（mg/L）*—√√√√注：“√”为必选内容，“—”为可选内容。带“*”项目，为有条件选项。其中：泥饼粘附系数*，表达仅在浅井的斜井段、对泥饼润滑性有特殊规定的复杂井段和深井段为必选项；[K+]（mg/L）*，当使用钾盐钻井液体系时为必选项；[Ca2+]（mg/L）*，当使用钙解决钻井液或在易受钙、镁盐侵污井段钻井时为必选项；[CL-]（mg/L）*，当使用盐水钻井液或在易受盐侵污井段钻井时为必选项。第九条油基钻井液性能设计应包含下表所列项目。表2油基钻井液性能设计项目表项目一开二开三开四开五开密度（g/cm3）√√√√√漏斗粘度（s）√√√√√塑性粘度（mPa.s）—√√√√动切力（Pa）—√√√√静切力，10s/10min（Pa）—√√√√高温高压滤失量(mL)—√√√√泥饼（mm）—√√√√石灰碱度（mL）√√√√√破乳电压（V）√√√√√水相盐浓度（%）√√√√√固相含量%（体积比例）—√√√√水%（体积比例）√√√√√油%（体积比例）√√√√√含砂量%（体积比例）—√√√√注：“√”为必选内容，“—”为可选内容。第四节水基钻井液重要性能参数设计第十条密度1．钻井液密度设计应以裸眼井段地层最高孔隙压力为基准，再增加一种安全附加值。油井附加值：0.05g/cm3～0.1g/cm3或1.5MPa～3.5MPa；气井附加值：0.07g/cm3～0.15g/cm3或3.0MPa～5.2．在盐膏层等易引发塑性变形的特殊复杂地层钻进时，根据上覆岩层压力值，设计合理的钻井液密度。3．在易坍塌地层钻井时，根据坍塌压力拟定合理的钻井液密度。第十一条流变性1．根据钻井液体系、环空返速、地层岩性以及钻速等因素，拟定钻井液粘度和动切力。2．在确保井眼清洁的前提下，宜选用较低的粘度和切力值。3．低密度钻井液动切力与塑性粘度比值宜保持在0.36Pa/mPa.s以上，高密度钻井液宜控制较低的粘度和切力。4．在造斜段和水平段钻井，宜控制较高的钻井液动切力和较高的低转速（3rpm和6rpm）读值。第十二条滤失量1．从地层岩性、地层稳定性、钻井液克制性、邻井实钻井下状况以及与否为储层等因素综合考虑，合理控制钻井液的滤失量。2．在高渗入性砂泥岩地层，水基钻井液API滤失量宜控制在8mL以内，滤饼厚度控制在1.0mm以内；在易水化坍塌泥岩地层，钻井液API滤失量宜控制在5.0mL以内，滤饼厚度控制在0.5mm以内。3．在非油气储层的高温高压深井段钻进时，水基钻井液高温高压滤失量宜不大于20mL；在井壁不稳定、易造成井下复杂的深井段，高温高压滤失量宜控制在15mL以内，滤饼厚度控制在3.0mm以内。4．在储层段钻井,水基钻井液API滤失量宜控制在5mL以内，滤饼控制在0.5mm以内；高温高压滤失量宜控制在15mL以内，滤饼厚度控制在3.0mm以内。5.在水化膨胀率小、渗入性低、井壁稳定性好的非油气储层段，可根据井下状况适宜放宽水基钻井液API滤失量控制规定。6．在非油气储层段采用强克制性钻井液钻进时，可根据井下状况适宜放宽钻井液高温高压滤失量。第十三条固相含量1.应最大程度地减少钻井液劣质固相含量。低固相钻井液的劣质固相含量宜控制在4%（体积百分数）以内。2.非加重钻井液含砂量宜控制在0.5%（体积百分数）以内。第十四条膨润土含量非加重钻井液膨润土含量宜控制在60g/L以内；密度在2.0g/cm3以内，膨润土含量宜控制在40g/L以内；密度在2.0g/cm3∼2.3g/cm3，膨润土含量宜控制在30g/L以内；密度超出2.3g/cm3，膨润土含量宜控制在20g/L以内。第十五条碱度1.不分散型钻井液的pH值宜控制在7.5～9；分散型钻井液的pH值宜控制在9～10；钙解决钻井液的pH值宜控制在9.5～12；硅酸盐钻井液的pH值宜控制在11～12。2.在含二氧化碳气体地层钻进时，钻井液的pH值宜控制在9.5以上，含硫化氢气体地层钻进时，钻井液的pH值宜控制在10～11。3.淡水钻井液滤液碱度（Pf）宜控制在1.3～1.5mL；饱和盐水钻井液滤液碱度（Pf）宜控制在0.8～1.2mL；深井抗高温钻井液滤液碱度（Mf）与滤液碱度之比值（Mf/Pf）宜控制在3以内，不适宜超出5。4.钙解决钻井液碱度控制的适宜范畴：低石灰含量钻井液的碱度（Pf）宜控制在0.8mL～2.0mL；高石灰含量钻井液的碱度（Pf）宜控制在5.0mL～10.0mL；石膏钻井液碱度（Pf）宜控制在0.2mL～0.70mL。第十六条克制性根据地层理化特性拟定钻井液类型，以钻井液克制性室内评价成果为根据，拟定钻井液配方中克制剂的种类和加量。水基钻井液克制性评价推荐办法见附录A。第十七条水基钻井液抗盐、钙（镁）污染与抗温能力1.在含盐、膏地层和存在高压盐水的地层钻进时，应根据钻井液抗盐、钙（镁）污染能力评价成果，作为拟定钻井液类型和配方的重要根据。2．在高温高压深井段钻进时，应根据钻井液抗温能力评价成果，作为拟定钻井液类型和配方的重要根据。3．水基钻井液抗盐、钙（镁）污染与抗温能力评价推荐办法详见附录A。第五节油基钻井液基油选择和重要性能参数设计第十八条基油的选择1.宜选择芳香烃含量较低、粘度适宜的矿物油作基油，如柴油、白油等。2.选用柴油作基油时，闪点和燃点应分别在82℃和93℃以上，苯胺点应在第十九条油水比选择应综合考虑钻井工程与保护储层规定、工艺技术现状及成本因素，选择合理的油基钻井液油水比或全油基钻井液。第二十条水相活度控制1.油包水乳化钻井液宜使用盐水作为内相，调节钻井液水相活度与地层水活度相称。2.根据钻井液水相活度控制规定、各类盐调节水活度能力以及所需盐类的供应状况等因素选择盐的类型和浓度。饱和氯化钠盐水可控制最低的水相活度为0.75；饱和氯化钙盐水可将水相活度控制在0.4下列。第二十一条破乳电压1.油基钻井液破乳电压是乳化体系稳定性的重要参考指标，破乳电压越高，乳状液越稳定。2.油包水乳化钻井液破乳电压应在400v以上。第二十二条密度按照本规范第十条执行。第六节油气层保护设计第二十三条保护油气层设计的根据重要有：储层岩石矿物构成和含量；重要储集空间特性（储层岩石胶结类型、孔隙连通特性，孔喉大小、形态与分布，裂隙发育程度），孔隙度、渗入率、饱和度、储层孔隙压力、破裂压力、地应力、地层温度以及地层水分析数据，速敏、水敏、酸敏、碱敏和应力敏感性等评价数据。第二十四条根据油气储层的不同特点和完井方式，采用合理的保护储层钻井液技术方法。第二十五条储层保护材料和加重材料应尽量选用可酸溶、油溶解堵或采用其它方式可解堵的材料。第二十六条储层钻进时，应尽量减少钻井液固相含量，严格控制钻井液滤失量，改善泥饼质量。无粘土相钻井液的滤失量可适宜放宽。第二十七条钻井液碱度、滤液矿化度和溶解离子类型应与地层含有较好的配伍性，避免造成储层碱敏、盐敏和产生盐垢损害。第二十八条按照SY/T6540《钻井液完井液损害油层室内评价办法》进行钻完井液储层损害室内评价，岩心渗入率恢复值应达成75%以上。第七节钻井液原材料和解决剂第二十九条钻井液原材料和解决剂应含有下列文献：产品质量原则和技术文献，重要内容涉及：产品重要化学成分或类别、在钻井液配方中的推荐加量，规定产品理化性能检测指标、钻井液性能检测指标等；安全技术文献，重要内容涉及：燃点、闪点、毒性、腐蚀性、包装与防护、以及人体不慎接触或中毒后的紧急解决办法等。第三十条钻井液原材料和解决剂应满足地质录井的特殊规定。第三十一条作业所在国家和地区的法律法规明令严禁的有毒、有害材料不应设计使用。第三十二条在满足作业需要前提下，应选用性价比较高的钻井液原材料和解决剂。第八节钻井液设计的管理第三十三条钻井液设计应由含有对应钻井工程设计资质的单位承当，设计审批应参考中油工程字【】274号《中国石油天然气集团公司有关进一步加强井控工作的实施意见》中的有关规定执行。第三十四条钻井液作业应严格按设计执行。第三十五条变更钻井液设计时，应按原设计审批程序办理设计修改或制订补充设计。第三章钻井液现场作业第一节施工准备第三十六条钻井液现场作业负责人员应含有对应岗位资格，熟悉施工井地质设计与钻井工程设计，掌握钻井液设计，并向现场作业其它有关人员进行钻井液技术交底。第三十七条钻井液循环净化系统应按SY/T6223《钻井液净化设备配套、安装、使用和维护》的有关规定进行配备和安装。第三十八条钻井液实验仪器和试剂的配备及钻井液性能检测应按照GB/T16783《钻井液现场测试》的有关规定执行。第三十九条钻井液原材料和解决剂应准时到位，分类摆放，标示清晰，对人体有害的解决剂要作特别标记，现场储放应根据本地气候特点，满足“防雨、防潮、防晒、防冻”规定。第四十条在配制钻井液前，应采集现场钻井液原材料和解决剂样品，进行小型室内配制实验。第二节预水化膨润土钻井液与解决剂胶液配制第四十一条分析作业现场钻井液用水，根据需要在配制钻井液和解决剂胶液前对钻井液用水进行预解决。第四十二条预水化膨润土钻井液的配制1.在专用配浆罐中加入60%～80%（体积百分数）水。2.按配方规定向配浆罐中依次加入所需烧碱、纯碱，搅拌溶解15min后，使用混合漏斗或剪切泵加入所需膨润土粉。3.配制完毕后应持续搅拌水化16h以上。第四十三条钻井液解决剂胶液的配制1.在解决剂胶液配制罐中加入80%～90%（体积百分数）水。2.使用剪切泵均匀加入计算量的解决剂，保持搅拌直到充足水化溶解。第三节淡水钻井液配制第四十四条按第四十二条、第四十三条的办法，分别配好预水化膨润土钻井液和钻井液解决剂胶液，按配方比例混合并搅拌循环均匀。第四十五条检测钻井液性能，根据需要补充预水化膨润土钻井液和钻井液解决剂胶液，调节钻井液性能至设计范畴内。第四节盐水钻井液配制第四十六条配制办法之一1.按第四十二条、第四十三条的办法，准备好预水化膨润土钻井液（或在用钻井液）和钻井液解决剂胶液，将预水化膨润土钻井液（或在用钻井液）与配制的解决剂胶液按配方比例混合，搅拌均匀，保持钻井液膨润土当量在设计低限。预水化膨润土钻井液也可采用抗盐土配制。2．经混合漏斗或剪切泵均匀加入氯化钠或氯化钾干粉。粘度切力升高时，可减少加入速度，保持搅拌循环，也可加入降粘剂调节钻井液粘度和切力。3．检测钻井液性能，根据需要补充预水化膨润土钻井液和钻井液解决剂胶液，调节钻井液性能至设计范畴内。4．采用在用钻井液配制盐水钻井液，应先加强钻井液净化并调节钻井液膨润土当量在盐水钻井液配方设计的低限值。第四十七条配制办法之二1．根据钻井液的矿化度和所需钻井液的总体积，计算出所需的氯化钠或氯化钾干粉、烧碱、纯碱、膨润土粉和其它解决剂的加量。2．按计算浓度和体积分别在不同的专用配制罐中完毕所需盐水、预水化膨润土钻井液与解决剂胶液的配制。3．将预水化膨润土钻井液缓慢均匀加入盐水中，同时按比例加入解决剂胶液，保持搅拌，混合均匀后继续搅拌或循环最少2h以上。4．检测并调节钻井液性能至设计范畴内。第五节水包油钻井液配制第四十八条水包油钻井液可使用水或解决剂胶液作为外相，也可使用预水化膨润土钻井液或其它水基钻井液作为外相。第四十九条向外相流体中加入增粘剂、降粘剂、降滤失剂、乳化剂，搅拌循环均匀后，按照设计比例混入矿物油（柴油、原油等），并循环搅拌均匀。第五十条检测并调节钻井液性能至设计范畴内。第六节油基钻井液的配制第五十一条油包水钻井液配制1.按配方计算和准备配制钻井液所需的材料：油，水，氯化钙（盐），乳化剂，生石灰，降滤失剂，有机土等。2．按配方在配制罐中加入计算量的油，在搅拌和循环条件下，用加料系统向配制罐中依次缓慢加入有机土、降滤失剂、主辅乳化剂；在另一配制罐中加入计算量的水，在搅拌和循环条件下，用加料系统向配制罐中依次缓慢加入氯化钙（盐）、生石灰，加完后将两罐中液体在剪切条件下，缓慢混合，搅拌2h以上至均匀。3．缓慢、均匀加重，密度达成配方规定后应继续搅拌2h，然后测定性能。4.检测并调节钻井液性能至设计范畴内。第五十二条全油基钻井液的配制1.在配制罐中加入所需的油，保持搅拌和循环，按配方依次加入有机土、乳化剂、降滤失剂、生石灰等，加完后应继续搅拌2h以上至混合均匀。2.加重按第五十一条第三款执行。3.检测并调节钻井液性能至设计范畴内。第七节钻井液性能检测第五十三条按照GB/T16783《水基钻井液现场测试程序》和GB/T16782《油基钻井液现场测试程序》进行钻井液性能检测。第五十四条正常钻进时，1～2h检测一次钻井液密度和漏斗粘度，4～8h检测一次API滤失量和泥饼厚度，每12h检测一次钻井液全套常规性能；采用盐水钻井液钻进或在含盐较多地层钻进时，每24h检测一次钻井液滤液氯离子浓度；采用钙解决钻井液或在含较多钙、镁盐地层钻井时，每24h检测一次钻井液滤液钙、镁离子浓度；采用钾盐钻井液时，每24h检测一次钻井液滤液氯离子和钾离子浓度。特殊状况下，应根据需要加密检测。第五十五条钻开油、气、水层，应严格按照井控有关规定，加密测量钻井液密度，监测油、气、水后效。第五十六条每24～48h检测一次钻井液高温高压滤失性能；钻井液性能稳定时，可适宜延长测量间隔；特殊状况下，加密测量。地层温度根据地温梯度和钻井液循环出口温度进行测算拟定，测算办法参见附录B。第五十七条油基钻井液每12h检测一次全套性能。每次解决钻井液后，应检测电稳定性和高温高压滤失量。第五十八条定时搅拌和循环储藏的加重钻井液，检测并维护钻井液性能，保持储藏钻井液的良好的流动性和沉降稳定性。第八节现场检测仪器第五十九条现场钻井液实验检测仪器，应按下列规定进行配备。表3现场钻井液检测仪器配备表序号仪器设备名称作业井深（m）备注≤～4500≥45001密度计，最高量程为2.0g/cm3，(台)222密度计，最高量程为3.0g/cm3，(台)222超高密度井配备2漏斗粘度计（台）2223六速旋转粘度计（台）1114低温低压滤失仪（套）1115固相含量测定仪（台）1116含砂量测定仪（套）1117pH计或pH试纸（套）1118高温高压滤失仪（套）111井底温度不不大于100℃9泥饼粘附系数测定仪（套）111定向井和水平井配备10小型滚子加热炉（台）111膨润土含量测定装置与试剂（套）11112碱度分析装置与试剂（套）11113钾、钙、镁、氯离子分析装置与试剂（套）111特定钻井液体系配备14秒表（个）22215mL钻井液杯（个）122～4搪瓷或不锈钢16电动搅拌机，40W～60W，（台）11217高速搅拌器（套）11218电加热器，220V，500W～800W，（个）11119氮气瓶（个）11120破乳电压仪（台）111油基钻井液配备21电子天平，称量精度0.1g（台）11122计算机（台）11123打印机（台）111

第六十条钻井液测量仪器应按规定定时校验，并建立测量仪器检查校核档案。校验不合格的仪器不能使用。第六十一条化学分析试剂应在使用期内。第九节现场钻井液维护与解决的基本原则第六十二条应根据钻井液性能检测成果及井下状况，及时对钻井液进行维护解决，满足钻井作业需要。第六十三条钻井液解决应遵照均匀、稳定的原则。对钻井液实施转换或大型解决时，宜将钻具上提至套管或稳定井段内进行。实施前应做室内小型实验，避免解决不当造成井下复杂或成本上升。第六十四条钻进过程中，应按钻井液配方及时补充解决剂，确保钻井液中各解决剂浓度和配比。水基钻井液中所使用的聚合物等不易溶解物质应提前配成充足溶解的胶液后使用。第六十五条提高固控设备（振动筛、除砂器、除泥器或清洁器、离心机）使用率，减少钻井液劣质固相累积。第六十六条使用油基钻井液时，应避免雨水、冲洗设备水等外来水进入钻井液，影响油基钻井液性能。第六十七条电测及下套管前，应根据井下实际状况调节钻井液性能。第十节水基钻井液性能维护与解决第六十八条密度的调节1.根据现场作业状况，可选择使用固控设备去除固相，加入解决剂胶液或混入相似体系、较低密度的钻井液等办法减少钻井液密度。2.采用加入加重材料和混入一定比例的加重钻井液等办法可提高钻井液密度。惯用加重材料有重晶石、铁矿粉、石灰石粉等。提高钻井液密度时，应注意下列几点：（1）提高钻井液密度前，宜先去除劣质固相，并使钻井液膨润土含量和固相含量保持在设计范畴低限。（2）加重材料应经加重装置按循环周均匀加入，每个循环周密度提高值宜控制在0.01g/cm3～0.04g/cm3之间（井涌（3）高密度钻井液需提高密度时，宜加入适量的润滑剂改善钻井液润滑性。（4）提高密度后，应调节钻井液性能至设计范畴内。3.可用水溶性盐类作为提高盐水钻井液密度的加重材料。第六十九条流变性的调节1.应根据钻井液体系特点和引发钻井液流变性变化的因素，拟定安全、经济、高效的维护解决方式。2.时宜采用。3.盐钙侵污染造成粘度和切力升高时，宜加入纯碱和抗盐、抗钙降粘剂解决。4.由于解决剂高温降解失效或减效，造成粘度和切力升高时，宜加入耐温性更强的降粘剂解决。5.根据需要，可采用加入增粘剂或预水化膨润土钻井液的方式提高钻井液粘度和切力。第七十条滤失造壁性的控制1.根据不同钻井液体系的特点，保持钻井液中适宜浓度的膨润土含量。2.可使用2%以上浓度、软化点与泥浆使用温度相称的天然沥青或沥青改性类解决剂，配合钻井液体系中的其它降滤失材料，控制钻井液高温高压滤失量。3.根据钻井液体系特点，以及钻井液抗盐和抗温能力规定，以“安全、经济、高效”为原则，优选钻井液降滤失剂控制钻井液滤失量。第七十一条劣质固相含量的控制宜采用增强钻井液克制性、提高固控设备使用效率、加入解决剂胶液和定时清理沉砂罐等办法控制钻井液中劣质固相的增加。第七十二条酸碱度的调节应根据钻井液类型和特点调节钻井液的酸碱度，宜采用烧碱水提高钻井液碱度。钻大段水泥塞时，宜采用碳酸氢钠溶液和高效的抗钙降粘剂、降滤失剂去除或减少水泥污染，避免钻井液碱度大幅升高。第七十三条盐水侵的解决钻井液受到大量地层盐水侵污后，宜根据侵污程度适宜排放受污染的钻井液，或加入适量纯碱、烧碱和抗盐降粘剂、降失水剂等解决剂转化成盐水钻井液。第七十四条钙、镁侵的解决钻井液受到大量钙、镁盐离子污染后，宜加入适量纯碱、烧碱和抗盐、抗钙的降粘剂、降失水剂等解决剂或转化为钙解决钻井液。第七十五条油气侵的解决钻井液发生油气侵污染时，宜采用液气分离器或除气器除气，加入乳化剂、消泡剂，并根据井下状况提高钻井液密度等办法解决。第七十六条酸性气体侵的解决1．发生二氧化碳气体侵入时，可及时加入生石灰、烧碱等材料解决，控制钻井液pH值至9.5以上，并提高钻井液密度。2．进入含硫化氢地层前，应保持钻井液pH值在9.5-11，并加入除硫剂进行预解决。3．发现硫化氢侵入钻井液后，应加大除硫剂用量，保持钻井液pH值在9.5-11，并适宜提高钻井液密度。第十一节油基钻井液性能维护与解决第七十七条油基钻井液流变性的调节1．采用调节钻井液油水比、加入有机土和降粘剂等方式可调节钻井液流变性。2．提高振动筛、除砂器、除泥器（清洁器）和离心机等固控设备的使用率，使用尽量细目的振动筛筛布，避免钻井液中钻屑等有害固相增加造成粘度和动切力升高。3．发生二氧化碳侵污造成钻井液粘度和动切力升高时，可使用石灰和乳化剂解决，维持钻井液石灰碱度在1.5mL～2.5mL，并提高钻井液密度。4.发生硫化氢侵污时，应加入除硫剂进行除硫解决，并保持钻井液石灰碱度在2.5mL以上。第七十八条油基钻井液滤失量的控制1.增大乳化剂加量，增强乳状液稳定性，减少油基钻井液滤失量。2.加入有机土、油基钻井液降滤失剂等解决剂减少滤失量。第七十七条油基钻井液电稳定性的控制1.外来水进入钻井液造成油基钻井液电稳定性减少时，应加入适量基油、乳化剂等，提高钻井液电稳定性。2.大量盐和钻屑侵入造成钻井液电稳定性减少时，宜采用补充新钻井液、提高固控设备使用效率和加大解决剂加量等办法恢复钻井液的电稳定性。3.加入乳化剂、润湿剂前，应通过小型实验拟定乳化剂、润湿剂的加量。第四章油气层保护第七十九条根据储层特点和完井办法拟定钻井液油气层保护重要技术方法，并在进入油气层之前完毕。第八十条钻井液油气层保护应从进入油气层以前最少50米开始，直至油气层固井完毕或进入油气生产环节时结束。第八十一条油气层保护的方法重要涉及：缩短钻井液浸泡时间，使用合理的钻井液密度，减少钻井液滤失量，提高泥饼质量，减少钻井液固相含量，增强钻井液滤液与储层流体的配伍性和适应性，使用可解堵的钻井液材料。第八十二条钻开油气层后，应保持钻井液性能在设计范畴内。第八十三条严格执行钻井液油气层保护方案设计，加强作业监督，确保油气层保护方案及时、有效贯彻。第五章循环净化系统第一节设备的配套、安装与维护第八十四条循环净化系统设备的配备

表4不同钻机钻井液循环净化系统配备规定序号名称单位钻机类型3000m4000m5000m≥6000m基本原则基本原则基本原则基本原则基本原则1振动筛台1～22222222332除砂器台11111111113除泥器(清洁器)台11111111114除气器台111111115离心机（中速）台11111111116锥形罐套111111111～21～27循环罐m3801201201201601603203203603608储浆罐m3808080801201201601602002009套111111222210配液罐个111111222212水罐m38012012016016020020020020020013液气分离器套根据所钻井类型，按需要配备14离心机（高速）套深井、超深井、高压井施工配备1台，其它井根据需要配备注：本表中规定储浆罐和水罐体积为最低配备。若井控对储浆罐体积有特殊规定时，应严格按照中国石油天然气集团公司井控有关规定执行。第八十五条钻井液循环净化系统（钻井液循环罐、储藏罐、罐之间的连接与控制管线与阀门、混合加重漏斗、钻井液净化设备、循环与净化系统的配套电气设备、搅拌器、泥浆枪、照明灯、防护栏等），应按照SY6223《钻井液净化设备配套、安装、使用和维护》规定进行安装与维护。第二节钻井液净化设备的使用第八十六条振动筛的使用1.井口返出的钻井液应首先经振动筛进行净化，振动筛的解决量应为钻井泵最大排量的100%以上。2.振动筛使用率应达成100%。3.正常钻进排量下，钻井液筛面过流面积宜保持在75%～80%。应根据地层的岩性、钻速、井深和钻井液类型的变化，及时调节振动筛筛布的规格，尽量选用细目筛布。第八十七条除砂器、除泥器（或清洁器）的使用1.除砂器、除泥器（或清洁器）的解决能力应达成钻进时最大循环排量的100%以上。2.采用除砂器、除泥器（或清洁器）解决的循环钻井液量应占钻井液循环总量的80%以上。密度高于1.30g/cm3以上的钻井液可使用清洁器替代除泥器，减少3.钻井液粘度过高，应调节钻井液粘度和切力，确保除砂器、除泥器（或清洁器）运转正常。4.不定时检测并保持除砂器、除泥器（或清洁器）底流密度和进液密度的合理差值。除砂器正常差值为0.3g/cm3～0.6g/cm3，除泥器（或清洁器）正常差值为0.3g/cm3～0.第八十八条离心机的使用1.采用密度低于1.25g/cm3下列的钻井液钻进时，离心机使用时间宜占循环总时间的50%以上。2.钻井液加重前，宜使用离心机2个循环周以上（压井等应急状况除外）。3.在复杂深井、超深井作业中，宜分别配备低速离心机和高速离心机各一台。第八十九条定时检查泥浆枪闸阀、流道和喷嘴，保持泥浆枪处在正常可用状态。每次开钻前，应检查一次；正常钻井时，7天检查一次。第九十条钻井液循环净化系统其它设备的使用，按照SY6223《钻井液净化设备配套、安装、使用和维护》执行。第六章泡沫钻井流体第一节一次性泡沫钻井流体第九十一条合用范畴1.低压易漏地层。2.不易坍塌、可钻性差的常压、低压地层。3.低压油气储层。第九十二条通过实验测量发泡基液的发泡量（mL）和半衰期（min），拟定发泡基液的配方和性能。第九十三条在拟定泡沫基液配方和性能时，应对基液的抗盐、抗钙、抗原油污染性能进行评价。第九十四条基液发泡量与半衰期的实验评价办法，以及基液的抗盐、抗钙、抗油性能的实验评价办法，见附录B。第九十五条发泡基液的发泡性能应达成下列规定：发泡量不低于500%；半衰期不低于60min。第九十六条发泡基液的配制按设计向配液罐加入计算量的水，并根据需要进行预解决。按设计配方加入增粘剂、稳泡剂和发泡剂等解决剂，低速搅拌至溶解。检测基液性能，并调节性能至设计规定。第九十七条碰到地层出水时，可向基液中加入预水化膨润土钻井液和解决剂，转化成硬胶泡沫流体或常规钻井液。第二节可循环泡沫钻井流体第九十八条在本规范第九十一条所规定的条件下，钻井流体密度在0.70g/cm3∼0.95g/cm3时，还可选用可循环泡沫第九十九条可循环泡沫钻井流体性能评价1.取100mL可循环泡沫钻井流体基液（发泡剂除外），常温老化24h，再加入设计量的发泡剂。按本规范附录B的规定，测量泡沫液发泡量和半衰期，评价其发泡性能。2.在实验拟定泡沫流体配方时，还应对可循环泡沫钻井流体进行抗盐、抗钙或（和）抗油性能评价。实验评价办法见本规范附录B。3.按可循环泡沫钻井流体设计配方（发泡剂除外）配制基液，并常温老化24h。加入配方设计量的发泡剂，高速（11000r/min±300r/min）搅拌5min后，按GB/T16783《水基钻井液现场测试程序》，检测泡沫钻井流体的密度、粘度、切力、滤失量、PH值等性能。4.根据拟钻井地层特点的需要，按附录A中“水基钻井液克制性评价办法”中岩屑滚动回收率办法评价可循环泡沫钻井流体的克制性。第一百条可循环泡沫钻井流体性能应达成下列规定：发泡量不不大于250mL，半衰期不不大于72h；可循环泡沫钻井流体的克制性满足地层特点的规定；可循环泡沫钻井流体的常规性能满足设计规定。第一百零一条可循环泡沫钻井流体的现场配制与维护1．按可循环泡沫钻井流体设计配方（发泡剂和稳泡剂除外）和本规范第三章第三、四节水基钻井液和盐水钻井液的配制办法配制可循环泡沫钻井液的基浆，并达成基浆设计性能规定。2．在循环与搅拌状态下，通过混合漏斗均匀加入设计量的发泡剂和稳泡剂。3．保持循环和搅拌，直到形成细密均匀的泡沫流体。4．按GB/T16783《水基钻井液现场测试程序》，检测泡沫流体密度、粘度、切力、滤失造壁性等性能，并根据需要调节钻井液发泡性能和常规性能至设计规定。5．钻井过程中，根据性能检测成果，及时补充钻井液解决剂和发泡剂，保持泡沫钻井流体在设计性能范畴内。6．当需要提高钻井流体密度压井时，应先加入设计所需量的消泡剂，然后采用常规加重办法加重钻井液至所需密度。第三节压井液与压井材料的储藏第一百零二条采用泡沫钻井流体钻进时，应储藏相称于井筒容积1.5～2倍的压井液，并做好维护和压井准备。压井液密度范畴参考本规范第十条执行。第一百零三条在储层段采用泡沫钻井流体钻进时，除储藏井筒容积1～1.5倍的压井液外，还应储藏相称于井筒容积一倍或一倍以上的加重钻井液，加重钻井液密度应高于压井液0.20g/cm3～0.40第一百零四条采用泡沫钻井流体钻进时，应按井控的有关规定和压井液维护解决规定，储藏钻井液解决剂、加重材料和堵漏材料。第七章井下复杂事故的防止和解决第一百零五条钻进时，应准时检测钻井液性能。根据钻井液返出状况和返出钻屑的岩性、形状、尺寸、数量等信息，及时判断井下状况，提高钻井液解决维护的针对性和精确性，防止井下复杂事故的发生。第一百零六条应在确保井控安全的前提下，制订含有针对性的井下复杂事故的防止和解决方法。第一节井壁失稳的防止与解决第一百零七条根据地层构造应力及三压力剖面，地层矿物组分、岩石理化性能、拟定可能发生井壁失稳的地层、井段，并制订对应的防止和解决方法。第一百零八条井壁失稳的防止1.提高钻井液密度。2.采用防塌钻井液，提高钻井液克制性和封堵能力，控制钻井液滤失量。3.针对坍塌地层特点，可优选并加入足量的防塌剂。4.根据井眼尺寸和钻井液类型，调节钻井液性能和循环排量，减少钻井液对井壁冲刷。5.控制井下压力激动，及时灌满钻井液，保持井筒内压力平衡。6．盐膏层钻井时，应选择合理的钻井液密度，宜采用饱和盐水钻井液。7．采用油基钻井液。第一百零九条井壁失稳的解决1.提高钻井液密度，平衡地层坍塌压力。2.当井下出现剥蚀掉块时，宜采用增强克制性，提高钻井液的粘度和切力，减少滤失量，加大循环排量等方式，提高钻井液防塌和携砂能力。3.当井下出现大量的掉块，且井眼不畅时，宜及时起钻至套管鞋以内或上部井壁稳定裸眼井段调节钻井液性能。4.井眼恢复正常后，宜维持密度不变，调节流变性，控制滤失量。5．盐膏层发生阻卡、井塌时，应提高钻井液密度和矿化度，控制高温高压滤水量，调节流变性。第二节井漏的防止与解决第一百一十条根据地层岩性、测录井、钻速和漏速等有关资料，综合分析判断易发生漏失的地层、井段和漏失类型，并制订对应的防止和解决方法。第一百一十一条根据地层压力资料，拟定合理的钻井液密度范畴。第一百一十二条井漏的防止1.避免不均匀加重引发的高密度段塞进入井筒压漏地层。2.控制下钻和开泵速度，避免井下压力激动压漏地层。3.可钻性较好的井段宜控制钻速，避免环空当量密度过高压漏地层。4.优化钻井液流变性，适宜减少泵排量，减少井底循环当量密度。5.在易漏井段提前加入随钻堵漏剂。第一百一十三条渗入性漏失的解决1．发生井漏时，应首先起钻至套管鞋内或上部井壁稳定井段，根据井底循环当量密度、钻井液循环漏速、静止漏速、井筒液面高度，以及地层最大破裂压力等资料，拟定井漏的类型，并制订对应的解决方法。2．当需要采用桥塞堵漏浆堵漏时，宜采用光钻杆进行堵漏作业。3．发生漏速不大于10m3/h的漏失时，宜先采用静止堵漏、适宜提高钻井液4．发生漏速不不大于10m3/h但未失返的漏失时，宜在灌浆尽量维持液面前提下起钻，下光钻杆至漏层顶部，注入堵漏浆，然后上提钻具至套管内或上部裸眼内井壁稳定井段。堵漏无效后，应适宜提高堵漏材料尺寸、调节配比、增加堵漏材料浓度，第一百一十四条失返性漏失的解决1.宜在灌浆尽量维持一定液面的前提下起钻，下光钻杆至漏层顶部，将堵漏浆注入漏层，然后上提钻具至套管鞋内或上部井壁稳定的裸眼井段。宜采用高浓度、高粘度和切力的桥塞堵漏浆，如石灰-膨润土浆、膨润土-水泥浆、柴油-膨润土浆、速凝胶质水泥浆、纤维水泥浆等段塞堵漏，也可采用化学凝胶堵漏。2.应根据漏层深度、漏层温度等数据，拟定凝结性段塞的种类和配方，确保段塞含有适宜的流动性、初凝时间和凝结强度。也可根据需要加入混合堵漏材料增加凝结后的强度。3.在井下条件允许和现场钻井液准备充足、供水充足的状况下，可采用先抢钻通过漏层，然后打水泥塞封固的办法堵漏。4.在条件允许时，可采用空气、充气、泡沫等钻井流体在漏层进行钻井施工。第一百一十五条存在油、气、水层的裸眼井段内解决井漏时，应及时向井筒内灌钻井液，保持钻井液液面。第一百一十六条储层段堵漏时，应尽量选用可解堵的暂堵材料和堵漏方案。第三节卡钻的防止和解决第一百一十七条正常钻进时，应及时对钻井液进行维护解决，保持钻井液性能在设计范畴内。第一百一十八条在高渗入性、易水化膨胀、易缩径地层钻进时，宜保持钻井液合理的密度、低粘度、低切力、低滤失量和低含砂量，以及较好的造壁性和剪切稀释性。第一百一十九条根据不同的钻井液类型，优选和使用配伍性较好的润滑剂。第一百二十条由于上部井段发生井塌掉块造成井径不规则时，宜适宜提高钻井液粘度和切力，保持钻井液良好的悬浮和携砂能力。第一百二十一条循环加重时，每个循环周钻井液密度提高值宜为0.01g/cm3～0.04g/cm3（第一百二十二条偏远或交通不便的施工队伍，应储藏必要数量的解卡剂。第一百二十三条发生卡钻后，应根据地层岩性和钻井液性能、岩屑返出状况、以及钻速、裸眼井径等资料，精确判断卡钻的类型，并制订对应的解决方法。第一百二十四条压差卡钻的解决1.在确保井下不喷、不塌的状况下，宜采用适宜减少密度、粘度、切力，提高润滑性及活动钻具等方法解卡。2.采用浸泡解卡液的方式解卡，具体参考SY/T5357《卡钻浸泡解卡液作业办法》执行。3．卡钻解除后，应及时调节钻井液性能，减少滤失量，改善泥饼质量，提高润滑性和封堵能力，加强钻井液净化，减少钻井液固相含量。第一百二十五条泥包卡钻的解决1.提高循环排量，减少钻井液的粘切，运用钻井液的冲刷作用解卡。2.在泥包井段替入原油或柴油、解卡液、解决剂胶液等进行浸泡解卡，具体参考SY/T5357《卡钻浸泡解卡液作业办法》执行。3.卡钻解除后，应及时调节钻井液性能，提高钻井液克制性，加强钻井液净化，去除钻井液中的劣质固相，减少钻井液固相含量。第一百二十六条缩径卡钻的解决1.在盐膏层发生缩径卡钻时，宜采用提高钻井液密度，向井筒内替入解决剂胶液段塞浸泡等方式解卡。2.在泥页岩井段发生缩径卡钻时，宜采用活动钻具或浸泡解卡液等方式解卡，并提高钻井液克制性、润滑性，减少滤失量，并根据井下实际状况适宜提高密度。浸泡解卡液参考SY/T5357《卡钻浸泡解卡液作业办法》执行。第一百二十七条砂桥、坍塌卡钻的解决1.在建立循环后，可适宜提高钻井液密度、粘度和切力，并逐步加大钻井液循环排量，活动钻具解卡。2.解卡后，宜保持较高的钻井液粘度和切力，减少滤失量和泥饼厚度，也可加入1%～3%润滑剂或混入2%～10%的油（原油或柴油），提高钻井液润滑性。第八章废弃钻井液解决与环保第一百二十八条严格执行作业所在国家和地区有关环保法律法规，不设计、不使用作业所在国家和地区明令严禁使用的材料及解决剂。第一百二十九条应减少钻井液和废水排放，废弃钻井液和废水必须采用防渗池收集储存。第一百三十条按钻井液作业合同规定，做好钻屑与废液解决工作，排放物应达成合同规定原则。第一百三十一条对井场材料应妥善储存与管理，避免洒、漏、外溢。对废弃的钻井液材料包装物和容器应进行集中收集，并妥善解决。第一百三十二条钻井液作业单位应建立健全HSE管理体系，并保持体系持续、良好运行。第九章钻井液原材料和解决剂的性能评价与储存第一节技术原则与性能评价第一百三十三条现场使用的钻井液原材料和解决剂应满足本规范第二十九条有关质量、技术和安全文献方面的规定。第一百三十四条建立钻井液原材料和解决剂性能检测评价机制，不停提高产品性能。集团公司钻井液业务主管部门可组织钻井液原材料和解决剂性能检测评价机构对钻井液原材料和解决剂进行性能检测，并出具性能检测报告，提高钻井液的配伍性和适应性，满足现场施工需要。第一百三十五条集团公司钻井液业务主管部门应定时对钻井现场使用的钻井液原材料和解决剂进行抽检，并出具性能检测报告，不停提高钻井液施工水平。第二节钻井液原材料和解决剂的储存第一百三十六条钻井液原材料和解决剂的寄存，应采用“防雨、防潮、防晒、防冻”等方法。第一百三十七条库存时间靠近保质期（可根据具体材料的特点和仓储状况拟定具体的时间）的钻井液原材料和解决剂，在发往现场使用前宜再次抽检，合格后方可发货。第一百三十八条建立钻井液原材料和解决剂进料、消耗与库存统计，并建立钻井液原材料和解决剂的采、供和消耗信息档案。第一百三十九条对使用的钻井液原材料和解决剂的质量信息进行定时的收集整顿，并建立质量信息档案。第十章钻井液资料收集第一百四十条根据钻井液作业班报表规范规定填报钻井液班报表。第一百四十一条施工方应在完井后编写钻井液总结，报上级管理部门（纸质和电子文档）。内容重要涉及下列几方面：1.本井地质、工程基本信息。2.全井钻井作业概况。3.全井分段钻井液体系、配制、维护与解决状况总结分析。4.与井深相对应的全井钻井液性能数据，具体性能项目参考本规范第八条、第九条的规定拟定。5.全井各井段钻井液体积、材料消耗、成本统计与分析。6.钻井液净化设备使用状况统计分析。7.与钻井液有关的井下事故与复杂状况、因素分析和解决总结。8.本井钻井液工作的经验、教训及建议。第十一章附则第一百四十二条本规范的解释权属中国石油天然气集团公司工程技术分公司。第一百四十三条本规范自公布之日起执行，以往公布的有关钻井液规范（规定）与本规范不一致的，以本规范为准。附录A水基钻井液克制性，抗盐、钙（镁）污染与抗温性能评价办法一、水基钻井液克制性评价办法钻井液克制性评价采用的重要办法有：钻屑在钻井液中的滚动回收率实验、岩心膨胀率实验和钻井液抗粘土侵污能力实验。（一）钻屑在钻井液中的滚动回收率实验评价办法1.按配方配制钻井液，并在常温下老化24h后，测定其粘度后备用。2.取干燥岩心或岩屑，粉碎成6目～10目颗粒（可用6目～10目双层筛筛取）。3.称取上述颗粒50g，加入装有350mL待评价钻井液的老化罐中，在模拟井下温度下密闭恒温滚动16h。4.冷却老化罐后，用30目筛回收钻井液中的颗粒，并在105℃+3℃的温度下烘干4h后5.上述实验应以2个试样作平行实验，且2个试样实验成果之间的差值普通不得超出15%。否则，应进行分析，排除干扰因素后重新作评价实验。实验符合规定后，应取平行实验的平均值为实验评价成果。6.上述实验应同时用清水作为试样作对比实验。7.在进行各钻井液配方对比实验中，应保持各钻井液实验样品之间含有相近的粘度（表观粘度差别宜控制在15%以内），以消除或减少粘度因素对回收率的影响。8．钻井液配方岩心滚动回收率越高，且与清水滚动回收率之比值越高，钻井液克制性越强；反之则越弱。（二）岩心膨胀率实验评价办法1.按照SY/T5613《泥页岩理化性能实验办法》中规定的办法进行岩心膨胀实验，统计膨胀率。2.应使用同一类膨胀实验仪器获取膨胀率实验数据进行比较性评价。3.膨胀率越低，并与清水膨胀率比值越小，阐明克制性越强；反之则越弱。（三）钻井液抗粘土侵污能力实验评价办法1.按配方配制钻井液，并在常温下老化24h后，测定其表观粘度和动切力。2.分别按试样体积的4%、8%、12%的重量称取膨润土粉，分别加入到待评价的三个相似钻井液样品中，搅拌15min，在60℃温度下滚动老化16h后，分别测定并比较加入不同浓度膨润土粉后钻井液表观粘度和动3.加入膨润土粉比例越高，钻井液表观粘度和动切力变化越小，阐明钻井液克制性越强。（四）克制性评价实验数据的分析1．钻屑滚动回收率实验、岩心膨胀率实验与钻井液抗膨润土侵污能力实验等克制性评价办法所获得的钻井液克制性结论之间应互相支持印证。2．如发现三项实验评价成果存在互相矛盾现象，应对实验过程进行总结分析，找出可能的因素。3．在消除干扰因素后，重新进行钻井液配方的克制性评价实验。二、水基钻井液抗盐、钙（镁）污染能力实验评价办法1.按配方配制钻井液，并在常温下老化24h后，测定其粘度、动切力、静切力、API滤失量、泥饼厚度、pH值等性能。2.按实验钻井液体积5%、10%、15%的重量向试样中加入氯化钠干粉，在60℃温度下滚动老化16h后，测定并对比经不同比例氯化钠干粉污染后的钻井液在表观粘度、动切力以及API滤失量3.按实验钻井液体积0.05%、0.1%、0.3%的重量加入氯化钙干粉，在60℃温度下滚动老化16h后，测定并对比经不同比例氯化钙干粉污染后钻井液表观粘度、动切力和API滤失量的4.钻井液在经氯化钠或氯化钙干粉污染后，其表观粘度、动切力以及API滤失量变化越小，则钻井液在实验范畴内的抗盐、抗钙（镁）能力越强，反之则越弱。三、水基钻井液抗温性评价办法1.按配方配制钻井液，并在常温下老化24h后，测定其粘度、动切力、高温高压滤失量（模拟井底最高温度）、pH值。2.将配制好的钻井液在模拟井底最高温度条件下滚动老化16h后，测定钻井液粘度、切力及高温高压滤失量（模拟井底最高温度）。3.钻井液经高温滚动老化后其表观粘度、动切力变化幅度越小，且钻井液高温高压滤失量能够保持在设计范畴内，则表明该钻井液配方含有较好的抗温性能。4.若钻井液表观粘度、动切力变化幅度较大，且高温高压滤失量超出设计范畴，则表明钻井液抗温能力局限性。若钻井液经高温滚动老化后发生固化、液固分层等现象，则可鉴定该钻井液配方不含有对应温度的抗温能力。四、阐明本附录提出的钻屑在水基钻井液中的滚动回收率实验评价办法、水基钻井液抗粘土侵污能力实验评价办法、水基钻井液抗盐、钙（镁）污染能力评价办法，以及水基钻井液抗温性评价办法均为推荐做法，可根据现场实际状况参考执行，在行业原则或公司原则公布后，按有关原则执行。附录B发泡液基液发泡性能，抗盐、抗钙（镁）与抗油污染性能实验评价办法一、发泡液基液发泡量与半衰期的实验评价办法1.按配方配制100mL发泡液，高速（11000r/min±300r/min）搅拌5min后倒入量筒测量泡沫体积，即发泡量（mL）。2.静置观察，读取析出50mL液体时所需的时间，即半衰期（min）。3．发泡量越大，且半衰期越长，则发泡液基液发泡性能越好；反之则越差。二、发泡液抗盐、抗钙（镁）、抗油污染性能实验评价办法1.抗盐评价：按配方配制三份相似的100mL发泡液基液试样，分别加入2%、5%、10%氯化钠溶解后，按本规范规定的发泡液基液发泡量与半衰期的实验评价办法分别测量其发泡量和半衰期。2.抗钙评价：按设计配方配制三份相似的100mL发泡液基液试样，分别加入0.05%、0.1%、0.3%氯化钙溶解后，按本规范规定的发泡液基液发泡量与半衰期的实验评价办法分别测量其发泡量和半衰期。3.抗油评价：按设计配方配制三份相似的100mL发泡液基液试样，分别加入5%、10%、15%原油，按本规范规定的发泡液基液发泡量与半衰期的实验评价办法分别测量其发泡量和半衰期。4.抗综合污染评价实验：按设计配方分别配制两份相似的100mL发泡液基液试样（试样1和试样2），向试样2中加入实验所需浓度的盐、氯化钙和原油，按本规范规定的发泡液基液发泡量与半衰期的实验评价办法分别测量试样1和试样2的发泡量和半衰期。5.发泡液基液受污染前后的发泡量与半衰期的减少率越小，该发泡液基液抗污染能力越强；反之，则该发泡液基液的抗污染能力越弱。附录C钻井液作业有关计算1.钻井液环空返速（m/s）：V环流=12.7Q泵/（D井2-d柱2）（1）2.井底钻井液返出所需时间（min）：T上返=1.3（D井2-d柱外2）×H/1000Q泵（2）3.钻井液从井口达成钻头所需时间（min）：T柱内=1.3Hd柱内2/1000Q泵（3）4.钻井液总循环时间（min）：T总循环=0.06×V浆体积/Q泵（4）5.宾汉流体临界流速（m/s）：V临流=[10η塑+10〔η塑2+0.00025ρ浆（D井-d柱）2τ0〕1/2]/[ρ浆（D井-d柱）]（5）6.幂律流体临界流速（m/s）：V临流=[〔20K（2n+1）n/3n〕/〔1-nρ浆（D井-d柱）n〕]1/（2-n）（6）7．钻井液井底循环当量密度（E.C.D，g/cm3）：ρ当量=0.98△P环空/H+ρ浆（7）8．井筒容积（m3）：V井筒=0.785D井2×H（8）9．加重剂用量（T）：W加=ρ加×V原浆×（ρ重浆-ρ原浆）/（ρ加-ρ重浆）（9）10．减少钻井液密度时加水量（m3）：Q水=ρ水×V原浆×（ρ原浆-ρ稀）/（ρ稀-ρ水）（10）11．油气上窜速度（m/s）：V上窜=（H油-H钻×t显/t迟）/t静（11）12．井底温度预测公式：Tb=Ts+(Tg×H垂)（12）13.井底循环温度推算经验公式：Tc=To+H垂/168（13）上述公式中：Q泵——泵排量，L/s；D井、d柱外——井径、管柱外径，cm；V环——环空体积，m3；V柱内——柱内体积，m3；V浆体积